Zukünftige Auswirkungen der Sechs-Stunden-Regelung gemäß §24 EEG 2014
Eine Studie von Energy Brainpool im Auftrag des BWE. Stand: 11/2014
Eine Studie von Energy Brainpool im Auftrag des BWE.
Stand: 11/2014
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Abbildung 2.1:<br />
Auswertung von <strong>Stunden</strong> mit negativen Preisen in <strong>der</strong> EEX-/EPEX-Day-Ahead-Auktion<br />
Im Jahresdurchschnitt bewegen sich die negativen Preise je nach betrachtetem Jahr zwischen<br />
-5 und -60 €/MWh. Im Durchschnitt über die Jahre 2008 bis <strong>2014</strong> ergibt sich ein mittlerer<br />
negativer Preis von -33 €/MWh. Ebenfalls in Abbildung 2.1. zu erkennen ist jedoch, dass<br />
auch Preisausreißer im Bereich von -150 bis -500 €/MWh vorzufinden sind. Diese haben in<br />
<strong>der</strong> ungewichteten Durchschnittsbildung einen starken Einfluss. Bei Nichtberücksichtigung<br />
dieser Preisausreißer ergibt sich ein wesentlich geringerer Durchschnitt über alle Jahre von<br />
-20 €/MWh.<br />
Für die nähere Zukunft wird ein Auftreten extrem negativer Preise als unwahrscheinlich<br />
angesehen, da sich durch verschiedene regulatorische Anpassungen ein „Preispuffer“ entwickelt<br />
hat. So wird in Ausnahmefällen nach § 8 AusglMechAV für ÜNB-vermarktete <strong>EEG</strong>-<br />
Strommengen eine Preislimitierung im Bereich -350 bis -150 €/MWh vorgenommen. Die<br />
Strommengen aus erneuerbaren Energien im Marktprämienmodell sorgen zudem für einen<br />
Puffer vorwiegend in einer Höhe von ca. -150 bis -50 €/MWh. Auch Lerneffekte auf <strong>der</strong> konventionellen<br />
Kraftwerksbetreiberseite sowie die Einführung des North-West-Europe-(NWE-)<br />
Price-Couplings durch eine verstärkte Nutzung <strong>der</strong> Grenzkuppelkapazitäten wirken Extrempreisen<br />
zunächst entgegen.<br />
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